TotalEnergies SE : Résultats du troisième trimestre 2024

31 Oct 2024 08:20 CET

Nom de l'emetteur

TOTALENERGIES SE

TotalEnergies démontre la résilience de son modèle intégré dans un environnement pétrolier baissier et affiche un résultat net ajusté de 4,1 G$ sur le 3^ème trimestre et de 13,9 G$ sur les 9 premiers mois de l’année

Regulatory News:

TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE):

	3T24	Variation vs 2T24	9M24	Variation vs 9M23
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	4,1	-13%	13,9	-23%
- en dollar par action	1,74	-12%	5,87	-19%
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)	2,3	-39%	11,8	-28%
EBITDA ajusté⁽¹⁾ (G$)	10,0	-9%	32,6	-15%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)⁽¹⁾ (G$)	6,8	-12%	22,8	-17%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	7,2	-20%	18,3	-25%

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 30 octobre 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Dans un environnement pétrolier baissier, avec des marges de raffinage en fort repli, TotalEnergies démontre la résilience de son modèle multi-énergies intégré en affichant un résultat net ajusté de 4,1 G$ et un cash-flow de 6,8 G$ au troisième trimestre 2024.

Cette résilience est portée en premier lieu par l’Exploration-Production qui affiche un résultat opérationnel net ajusté solide de 2,5 G$ en repli de seulement 7 %, un cash-flow stable à 4,3 G$ et une rentabilité des capitaux employés de 15,6 %. La production Amont s’établit à 2,41 Mbep/j sur le trimestre, bénéficiant de la montée en puissance du projet Mero 2 au Brésil, compensant partiellement les manques à produire sur Ichthys LNG et en Libye. Au troisième trimestre, TotalEnergies a mis en production le projet pétrolier à forte marge d’Anchor aux Etats-Unis, ainsi que le projet gazier Fenix en Argentine. La Compagnie a également lancé le projet GranMorgu au Suriname, qui contribuera à soutenir l’objectif de croissance de 3 % par an à horizon 2030.

Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,1 G$ et un cash-flow de 0,9 G$, la faible volatilité des marchés ne favorisant pas les activités de négoce gaz et GNL. TotalEnergies poursuit avec succès la commercialisation de ses ressources GNL avec la signature ce trimestre de plusieurs contrats de vente à moyen terme en Asie.

Compte tenu de la très forte baisse des marges de raffinage en Europe (-66 % par rapport au deuxième trimestre) et dans le reste du monde, l’Aval affiche ce trimestre un résultat opérationnel net ajusté de 0,6 G$ et un cash-flow de 1,2 G$, en baisse d’environ 40 % par rapport au deuxième trimestre, les activités de marketing et de négoce compensant le très fort repli du raffinage.

Le secteur Integrated Power contribue également à la résilience du résultat de la Compagnie. Il affiche un résultat opérationnel net ajusté de 0,5 G$ et un cash-flow de plus de 0,6 G$. Sur les neuf premiers mois de l’année, le cash-flow croît de 35 % par rapport à 2023 et s’établit à 1,95 G$, en ligne avec la guidance annuelle de plus de 2,5 G$. TotalEnergies a poursuivi au cours de ce trimestre le déploiement de son modèle intégré électricité avec la mise en service de deux centrales solaires géantes avec batteries au Texas, l’acquisition d’une centrale à gaz au Royaume-Uni, le renforcement de ses partenariats avec Adani en Inde et avec RWE dans l’éolien offshore en Allemagne et aux Pays-Bas.

Compte tenu de ces résultats solides, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2024 d’un montant de 0,79 € par action, en hausse de près de 7 % par rapport à 2023, et a autorisé des rachats d’actions ¹ de 2 G$ au quatrième trimestre 2024, afin d’atteindre 8 milliards de dollars sur l’année. »

1. Faits marquants ⁽²⁾

Amont

Démarrage de la production de Mero-3, au Brésil, d’une capacité de 180 000 b/j
Démarrage de la production d’Anchor, dans le Golfe du Mexique, d’une capacité de 75 000 b/j
Démarrage de la production du champ gazier de Fenix, en Argentine, d’une capacité de 10 Mm³/j
Lancement du projet pétrolier GranMorgu, sur le bloc 58 au Suriname, d’une capacité de 220 000 b/j
Retrait des blocs offshore 11B/12B et 5/6/7 en Afrique du Sud
Finalisation de la cession des actifs du Brunei
Découverte de nouvelles ressources de gaz à condensat sur le champ offshore Harald, au Danemark

Aval

Signature des accords en vue de la cession de la participation de 50 % dans Total Parco Pakistan Ltd à Gunvor
Signature des accords en vue de la cession des activités de distribution de carburant au Brésil à SIM Distribuidora

Integrated LNG

Acquisition auprès de Lewis Energy d’actifs gaziers en production, dans le bassin d’Eagle Ford au Texas
Signatures de contrats de vente de GNL :
- 1,1 Mt/an sur 10 ans avec BOTAŞ pour livraison en Turquie à partir de 2027,
- 0,2 Mt/an sur 7 ans avec HD Hyundai Chemical pour livraison en Corée du Sud à partir de 2027,
- Extension de 5 ans du contrat de 1,25 Mt/an avec CNOOC pour livraison en Chine, jusqu’en 2034

Integrated Power

Démarrage de deux centrales solaires avec batteries au Texas, d’une capacité combinée de 1,2 GW
Investissement dans un nouveau portefeuille solaire de plus d’1 GW avec Adani Green en Inde
Prise de participation de 50 % dans deux projets éoliens offshore de 2 GW chacun, en Allemagne
Accord avec Scatec pour l’acquisition de participations dans des projets d’hydroélectricité en Afrique
Signature d’un contrat Clean Firm Power avec Saint-Gobain, pour la fourniture de 875 GWh sur 5 ans

Décarbonation et molécules bas-carbone

Accord avec Air France-KLM pour la fourniture de 1,5 Mt de SAF sur 10 ans
Signature d’un contrat d’affrètement pour un navire de soutage en GNL, destiné notamment à Marsa LNG, en Oman
Lancement d’un projet pilote d’éolienne flottante visant à alimenter en électricité renouvelable la plateforme de Culzean, située en mer du Nord britannique
Accord avec Anew Climate et Aurora Sustainable Lands pour le développement de projets visant la préservation durable des forêts, puits de carbone naturels
Investissement dans le « Japan Hydrogen Fund » dédié au développement de l’hydrogène bas carbone

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies ⁽¹⁾

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
10 048	11 073	-9%	13 062	EBITDA ajusté ⁽¹⁾	32 614	38 334	-15%
4 635	5 339	-13%	6 808	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	15 574	19 383	-20%
2 482	2 667	-7%	3 138	Exploration-Production	7 699	8 140	-5%
1 063	1 152	-8%	1 342	Integrated LNG	3 437	4 744	-28%
485	502	-3%	506	Integrated Power	1 598	1 326	+21%
241	639	-62%	1 399	Raffinage-Chimie	1 842	4 021	-54%
364	379	-4%	423	Marketing & Services	998	1 152	-13%
706	636	+11%	662	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 963	2 403	-18%
38,0%	40,4%	-	33,4%	Taux moyen d'imposition ⁽³⁾	38,7%	37,5%	-
4 074	4 672	-13%	6 453	Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	13 858	17 950	-23%
1,74	1,98	-12%	2,63	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁴⁾	5,87	7,24	-19%
1,58	1,85	-15%	2,41	Résultat net ajusté dilué par action (euros) ⁽⁵⁾	5,40	6,68	-19%
2 310	2 328	-1%	2 423	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 327	2 448	-5%

2 294	3 787	-39%	6 676	Résultat net (part TotalEnergies)	11 802	16 321	-28%

4 102	4 410	-7%	4 283	Investissements organiques ⁽¹⁾	12 584	11 987	+5%
1 662	220	x7,5	808	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	1 382	4 115	-66%
5 764	4 630	+24%	5 091	Investissements nets ⁽¹⁾	13 966	16 102	-13%

6 821	7 777	-12%	9 340	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	22 766	27 446	-17%
7 009	7 895	-11%	9 551	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹⁾	23 215	27 922	-17%
7 171	9 007	-20%	9 496	Flux de trésorerie d’exploitation	18 347	24 529	-25%
Ratio d’endettement ⁽¹⁾ de 12,9% au 30 septembre 2024 contre 10,2% au 30 juin 2024 et 12,3% au 30 septembre 2023.

3. Principales données d’environnement, d’émissions de gaz à effet de serre et de production

3.1 Environnement – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23		9M24	9M23	9M24 vs 9M23
80,3	85,0	-5%	86,7	Brent ($/b)	82,8	82,1	+1%
2,2	2,3	-4%	2,7	Henry Hub ($/Mbtu)	2,2	2,6	-14%
11,1	9,7	14%	10,6	NBP ($/Mbtu)	9,8	12,4	-21%
13,0	11,2	16%	12,5	JKM ($/Mbtu)	11,2	13,3	-16%
77,0	81,0	-5%	78,9	Prix moyen de vente liquides ($/b) ^(6),(7) Filiales consolidées	78,9	74,9	+5%
5,78	5,05	14%	5,47	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) ^(6),(8) Filiales consolidées	5,30	6,80	-22%
9,91	9,32	6%	9,56	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) ^(6),(9) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,61	10,92	-12%
15,4	44,9	-66%	100,6	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) ^(6),(10)	44,0	77,2	-43%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre ⁽¹¹⁾

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Émissions Scope 1+2 (MtCO2e)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
8,8	7,7	+14%	8,5	Scope 1+2 des installations opérées ⁽¹²⁾	24,7	26,7	-7%
7,4	7,0	+6%	7,5	dont Oil & Gas	21,5	23,1	-7%
1,4	0,7	+100%	1,0	dont CCGT	3,2	3,6	-11%
11,7	10,8	+8%	12,1	Scope 1+2 périmètre patrimonial	34,2	37,4	-9%
Émissions trimestrielles estimées.

Sur le trimestre, les émissions Scope 1+2 des installations opérées se montent à 8,8 millions de tonnes, du fait notamment de la hausse de la production d’électricité issue des centrales à gaz aux Etats-Unis et en Europe.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 7 % sur les neuf premiers mois de 2024, grâce notamment à la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production, à la mise en œuvre de projets de réduction d’émissions au Raffinage-Chimie et à la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe.

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Émissions de Méthane (ktCH4)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
7	7	-	7	Émissions de méthane des installations opérées	22	25	-12%
8	8	-	9	Émissions de méthane périmètre patrimonial	25	30	-17%
Émissions trimestrielle estimées.
				Émissions Scope 3 (MtCO2e)	9M24	2023
				Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde ⁽¹³⁾	est. 260	355

3.3 Production ⁽¹⁴⁾

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production d'hydrocarbures	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
2 409	2 441	-1%	2 476	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 437	2 490	-2%
1 324	1 318	-	1 399	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 321	1 404	-6%
1 086	1 123	-3%	1 077	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 116	1 086	+3%

2 409	2 441	-1%	2 476	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 437	2 490	-2%
1 466	1 477	-1%	1 561	Liquides (kb/j)	1 475	1 565	-6%
5 093	5 180	-2%	4 921	Gaz (Mpc/j)	5 174	4 985	+4%

La production d’hydrocarbures s’élève à 2 409 milliers de barils équivalent pétrole par jour au troisième trimestre 2024, en baisse de 1 % sur le trimestre, bénéficiant de la montée en puissance du projet Mero 2 au Brésil, compensant partiellement les arrêts non planifiés sur Ichthys LNG et pour des raisons de sécurité en Libye.

La production d’hydrocarbures du troisième trimestre 2024 est en hausse de 1 % sur un an (hors Canada) en raison des éléments suivants :

+2 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2 au Brésil, Tommeliten Alpha et Eldfisk North en Norvège, Akpo West au Nigéria, Bloc 10 en Oman,
+3 % lié à la meilleure disponibilité des installations,
-1 % lié à des interruptions de production pour raisons de sécurité en Libye,
-3 % lié au déclin naturel des champs.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production d'hydrocarbures	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 944	1 943	-	2 043	EP (kbep/j)	1 952	2 045	-5%
1 414	1 413	-	1 507	Liquides (kb/j)	1 415	1 506	-6%
2 830	2 829	-	2 865	Gaz (Mpc/j)	2 865	2 885	-1%

4.1.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
2 482	2 667	-7%	3 138	Résultat opérationnel net ajusté	7 699	8 140	-5%
183	207	-12%	125	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	535	409	+31%
45,1%	46,9%	-	44,6%	Taux moyen d'imposition ⁽¹⁵⁾	46,9%	50,7%	-

2 330	2 585	-10%	2 557	Investissements organiques ⁽¹⁾	6 956	7 115	-2%
(42)	57	ns	(514)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	51	1 600	-97%
2 288	2 642	-13%	2 043	Investissements nets ⁽¹⁾	7 007	8 715	-20%

4 273	4 353	-2%	5 165	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	13 104	14 436	-9%
4 763	4 535	+5%	4 240	Flux de trésorerie d’exploitation	12 888	12 823	+1%

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 482 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 7 % sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix du pétrole partiellement compensée par la hausse des prix du gaz.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 273 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 2 % sur le trimestre.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production d'hydrocarbures pour le GNL	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
465	498	-7%	433	Integrated LNG (kbep/j)	485	445	+9%
52	64	-19%	54	Liquides (kb/j)	60	59	+2%
2 263	2 351	-4%	2 056	Gaz (Mpc/j)	2 309	2 100	+10%

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	GNL (Mt)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
9,5	8,8	+8%	10,5	Ventes totales de GNL	29,0	32,5	-11%
3,8	3,6	+5%	3,7	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	11,6	11,2	+3%
8,4	7,6	+11%	9,4	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	25,3	29,3	-14%
* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.

La production d'hydrocarbures pour le GNL est en baisse de 7 % sur le trimestre, notamment en raison d’une maintenance non planifiée sur Ichthys LNG.

Les ventes de GNL sont en hausse de 8 % sur le trimestre, notamment du fait de la hausse des volumes spots dans un contexte saisonnier de reconstitution des stocks.

4.2.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf le prix moyen de vente GNL	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
9,91	9,32	+6%	9,56	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) * Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,61	10,92	-12%

1 063	1 152	-8%	1 342	Résultat opérationnel net ajusté	3 437	4 744	-28%
538	421	+28%	385	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 453	1 603	-9%

451	624	-28%	495	Investissements organiques ⁽¹⁾	1 615	1 273	+27%
65	198	-67%	84	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	251	1 048	-76%
516	822	-37%	579	Investissements nets ⁽¹⁾	1 866	2 321	-20%

888	1 220	-27%	1 648	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	3 456	5 530	-38%
830	431	+93%	872	Flux de trésorerie d’exploitation	2 971	5 740	-48%
* Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. Ne prend pas en compte les activités de négoce de GNL.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 063 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 8 % sur le trimestre, en lien avec la baisse de la production d’hydrocarbures pour le GNL, les activités de négoce de gaz n’ayant par ailleurs pas pu tirer profit de marchés peu volatils.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 888 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 27 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons ainsi qu’en raison d’un effet timing de l’ordre de 200 M$ sur le paiement des dividendes reçus de certaines sociétés mises en équivalence.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Integrated Power	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
11,1	9,1	+23%	8,9	Production nette d'électricité (TWh) *	29,7	25,5	+17%
6,7	6,8	-1%	5,4	dont à partir de sources renouvelables	19,6	13,5	+45%
4,4	2,2	+96%	3,5	dont à partir de capacités flexibles à gaz	10,2	12,0	-15%
21,6	19,6	+10%	15,9	Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **	21,6	15,9	+36%
14,5	13,8	+5%	11,6	dont renouvelables	14,5	11,6	+25%
7,1	5,8	+23%	4,3	dont capacités flexibles à gaz	7,1	4,3	+67%
89,6	87,4	+2%	80,5	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ,*	89,6	80,5	+11%
24,2	24,0	+1%	20,2	dont capacités installées	24,2	20,2	+20%
6,0	6,0	-	6,0	Clients électricité - BtB et BtC (Million) **	6,0	6,0	+1%
2,8	2,8	+1%	2,8	Clients gaz - BtB et BtC (Million) **	2,8	2,8	-
10,9	11,1	-1%	11,2	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	36,9	38,2	-3%
13,9	18,9	-27%	13,8	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	68,4	70,2	-3%
* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.
** Données à fin de période.
*** Dont 20 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

La production nette d'électricité s’établit à 11,1 TWh au troisième trimestre 2024, en hausse de 23 % sur le trimestre, du fait notamment de l’augmentation de la production d’électricité issue de capacités flexibles aux Etats-Unis et de l’acquisition de la centrale de West Burton au Royaume-Uni ce trimestre.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 24,2 GW à la fin du troisième trimestre 2024, en croissance de 0,2 GW sur le trimestre.

4.3.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
485	502	-3%	506	Résultat opérationnel net ajusté	1 598	1 326	+21%
29	35	-17%	37	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	25	116	-78%

707	596	+19%	578	Investissements organiques ⁽¹⁾	2 246	1 908	+18%
1 529	(88)	ns	1 354	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	2 176	1 831	+19%
2 236	508	x4,4	1 932	Investissements nets ⁽¹⁾	4 422	3 739	+18%

636	623	+2%	516	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 951	1 447	+35%
373	1 647	-77%	1 936	Flux de trésorerie d’exploitation	1 771	2 935	-40%

La stabilité sur le trimestre du résultat opérationnel net ajusté et de la marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power, respectivement à 485 M$ et à 636 M$, valide la pertinence du modèle intégré sur la chaine de valeur de l’électricité, l’ensemble des activités (renouvelables, actifs flexibles, marketing aux clients) contribuant positivement aux résultats.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’établit à 1 951 M$ sur les neuf premiers mois de l’année, en hausse de 35 % sur un an en lien avec la croissance de l’activité.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
605	1 018	-41%	1 822	Résultat opérationnel net ajusté	2 840	5 173	-45%

561	568	-1%	625	Investissements organiques ⁽¹⁾	1 649	1 601	+3%
112	56	+100%	(115)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(1 090)	(363)	ns
673	624	+8%	510	Investissements nets ⁽¹⁾	559	1 238	-55%

1 177	1 776	-34%	2 205	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	4 723	6 479	-27%
1 145	3 191	-64%	2 266	Flux de trésorerie d’exploitation	2 099	3 330	-37%

4.5 Raffinage-Chimie

4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 539	1 511	+2%	1 489	Total volumes raffinés (kb/j)	1 468	1 456	+1%
451	430	+5%	489	France	406	404	+1%
625	636	-2%	589	Reste de l'Europe	627	596	+5%
463	446	+4%	410	Reste du monde	435	456	-5%
86%	84%		84%	Taux d’utilisation sur bruts traités**	83%	81%
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année, hors la raffinerie africaine SIR (cédée) à partir du 3ème trimestre 2024.

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 314	1 248	+5%	1 330	Monomères* (kt)	3 850	3 782	+2%
1 167	1 109	+5%	1 070	Polymères (kt)	3 352	3 145	+7%
85%	79%	-	75%	Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	79%	72%
* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année, hors Lavera (cédé) à partir du 2^ème trimestre 2024.

Les volumes raffinés sont en hausse de 2 % sur le trimestre, bénéficiant notamment du redémarrage de la raffinerie de Donges.

Le taux d’utilisation sur bruts traités s’établit à 86 % au troisième trimestre.

4.5.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf l'ERM	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
15,4	44,9	-66%	100,6	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) *	44,0	77,2	-43%

241	639	-62%	1 399	Résultat opérationnel net ajusté	1 842	4 021	-54%

329	382	-14%	386	Investissements organiques ⁽¹⁾	1 130	1 038	+9%
34	(95)	ns	(97)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(81)	(107)	ns
363	287	+26%	289	Investissements nets ⁽¹⁾	1 049	931	+13%

530	1 117	-53%	1 618	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	2 938	4 680	-37%
564	1 541	-63%	2 060	Flux de trésorerie d’exploitation	(24)	3 132	ns
* Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 241 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 62 % sur le trimestre, compte tenu de la très forte baisse des marges de raffinage en Europe (-66 % par rapport au deuxième trimestre) et dans le reste du monde.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 530 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 53 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Ventes en kb/j*	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 383	1 363	+1%	1 399	Total des ventes du Marketing & Services	1 353	1 386	-2%
795	773	+3%	792	Europe	761	783	-3%
588	591	-1%	608	Reste du monde	592	603	-2%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.

Les ventes de produits pétroliers sont stables au troisième trimestre 2024 par rapport au deuxième trimestre.

4.6.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
364	379	-4%	423	Résultat opérationnel net ajusté	998	1 152	-13%

232	186	+25%	239	Investissements organiques ⁽¹⁾	519	563	-8%
78	151	-48%	(18)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(1 009)	(256)	ns
310	337	-8%	221	Investissements nets ⁽¹⁾	(490)	307	ns

647	659	-2%	587	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 785	1 799	-1%
581	1 650	-65%	206	Flux de trésorerie d’exploitation	2 123	198	x10,7

Les résultats du secteur Marketing & Services sont stables sur le trimestre, avec un résultat opérationnel net ajusté de 364 M$ et une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 647 M$.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint :

4 635 M$ au troisième trimestre 2024, contre 5 339 M$ au deuxième trimestre 2024, principalement en raison du fort repli des marges de raffinage et de la baisse des prix du pétrole,
15 574 M$ sur les neuf premiers mois de 2024, contre 19 383 M$ un an auparavant, principalement en raison des prix du gaz et du GNL et, pour le troisième trimestre, de la baisse des marges de raffinage.

5.2 Résultat net ajusté ⁽¹⁾(part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’établit à 4 074 M$ au troisième trimestre 2024 contre 4 672 M$ au deuxième trimestre 2024, principalement en raison du fort repli des marges de raffinage et de la baisse des prix du pétrole.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur.

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de -1 780 M$ au troisième trimestre 2024, constitués principalement de :

-1,1 G$ de dépréciations exceptionnelles principalement liées à la mise en Chapter 11 de la société Sunpower et à la sortie des blocs 11B/12B et 5/6/7 en Afrique du Sud,
-0,4 G$ d’effet de stock,
-0,3 G$ d’autres ajustements, notamment liés à des effets de variation de juste valeur et des réajustements d’impôts différés liés à des changements de taux.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :

38,0 % au troisième trimestre 2024 contre 40,4 % au deuxième trimestre 2024,
38,7 % sur les neuf premiers mois de 2024 contre 37,5 % un an auparavant, en raison notamment de l’augmentation du poids relatif de l’Exploration-Production dans les résultats de la Compagnie.

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :

1,74 $ au troisième trimestre 2024, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 310 millions, contre 1,98 $ au deuxième trimestre 2024,
5,87 $ sur les neuf premiers mois de 2024, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 327 millions, contre 7,24 $ un an plus tôt.

Au 30 septembre 2024, le nombre d’actions dilué était de 2 299 millions.

TotalEnergies a procédé au rachat* de :

29,3 millions d’actions au troisième trimestre 2024, pour un montant de 2 G$,
88,1 millions d’actions sur les neuf premiers mois de 2024, pour un montant de 6 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

1 795 M$ au troisième trimestre 2024, notamment liés à l’acquisition de la centrale à gaz de West Burton au Royaume-Uni, aux prises de participation dans l’éolien offshore en Allemagne en 2023 et aux Pays-Bas en 2024, et à un investissement dans un nouveau portefeuille solaire avec Adani Green, en Inde.
3 413 M$ sur les neuf premiers mois de 2024, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi qu’aux acquisitions de 20 % de Lewis Energy Group dans les permis d’exploitation du champ gazier de Dorado (Eagle Ford) au Texas, de l’agrégateur d’énergies renouvelables Quadra Energy en Allemagne, de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas, du développeur de stockage par batteries Kyon Energy en Allemagne, et de Talos Low Carbon Solutions dans le secteur du stockage de carbone aux Etats-Unis.

Les cessions ont représenté :

133 M$ au troisième trimestre 2024, notamment liés aux compléments de prix sur la vente des actifs Amont du Canada.
2 031 M$ sur les neuf premiers mois de 2024, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi qu’à la finalisation de la transaction avec Alimentation Couche-Tard sur les réseaux de distribution en Belgique, au Luxembourg et aux Pays-Bas, à la cession de 15 % du champ d’Absheron en Azerbaïdjan à ADNOC, à la cession partielle de la ferme éolienne offshore Seagreen, au Royaume-Uni, et à la cession d’actifs pétrochimiques de Lavera, en France.

5.5 Cash-flow net ⁽¹⁾

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à :

1 057 M$ au troisième trimestre 2024 contre 3 147 M$ le trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 956 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 1 134 M$ des investissements nets à 5 764 M$ au troisième trimestre 2024,
8 800 M$ sur les neuf premiers mois de 2024 contre 11 344 M$ un an auparavant, compte tenu de la baisse de 4 680 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la baisse de 2 136 M$ des investissements nets à 13 966 M$ sur les neuf premiers mois.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 7 171 M$ au troisième trimestre 2024, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 6 821 M$, compte tenu de l’amélioration du besoin en fonds de roulement de 0,4 G$ principalement liée aux effets de stocks, partiellement compensés par la baisse du niveau des dettes fiscales.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propress’est établie à 16,6 % sur la période du 1^er octobre 2023 au 30 septembre 2024.

En millions de dollars	Période du 1er octobre 2023	Période du 1er juillet 2023	Période du 1er octobre 2022
	au 30 septembre 2024	au 30 juin 2024	au 30 septembre 2023
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	19 398	21 769	25 938
Capitaux propres retraités moyens	116 572	116 286	116 529
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	16,6%	18,7%	22,3%

La rentabilité des capitaux employés moyens⁽¹⁾s’est établie à 14,6 % sur la période du 1^er octobre 2023 au 30 septembre 2024.

En millions de dollars	Période du 1er octobre 2023	Période du 1er juillet 2023	Période du 1er octobre 2022
	au 30 septembre 2024	au 30 juin 2024	au 30 septembre 2023
Résultat opérationnel net ajusté ⁽¹⁾	20 701	23 030	27 351
Capitaux Employés ⁽¹⁾	142 195	138 776	135 757
ROACE ⁽¹⁾	14,6%	16,6%	20,1%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à :

4 366 millions d’euros au troisième trimestre 2024, contre 1 348 millions d’euros au troisième trimestre 2023 ;
12 331 millions d’euros sur les neuf premiers mois de 2024, contre 8 388 millions d’euros un an auparavant.

7. Sensibilités sur l’année 2024 ⁽¹⁶⁾

	Variation	Impact estimé sur le résultat opérationnel net ajusté	Impact estimé sur la marge brute d'autofinancement
Dollar	+/- 0,1 $ par €	-/+ 0,1 G$	~0 G$
Prix moyen de vente liquides ⁽¹⁷⁾	+/- 10 $/b	+/- 2,3 G$	+/- 2,8 G$
Prix du gaz européen - NBP / TTF	+/- 2 $/Mbtu	+/- 0,4 G$	+/- 0,4 G$
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM)	+/- 10 $/t	+/- 0,4 G$	+/- 0,5 G$

8. Perspectives

Dans un contexte de croissance économique mondiale modeste et de tensions géopolitiques au Moyen-Orient, les prix du pétrole sont volatils. A fin octobre, l’indicateur de marge de raffinage européen (ERM) est proche de 25 $/t, à comparer à une moyenne de 15 $/t sur le troisième trimestre.

Les prix du gaz européens se maintiennent à des niveaux soutenus et sont attendus entre 12 et 13 $/Mbtu au quatrième trimestre 2024, dans un contexte d’anticipation de la consommation hivernale. Compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l’effet de décalage sur les formules de prix, TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL autour de 10 $/Mbtu au quatrième trimestre 2024.

La production d’hydrocarbures est attendue entre 2,4 et 2,45 Mbep/j au quatrième trimestre 2024, bénéficiant en particulier de la fin des interruptions de production en Libye et du démarrage du projet Mero 3 au Brésil, compensés par certains grands arrêts planifiés au dernier trimestre de l’année 2024.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se maintenir au-dessus de 85 % au quatrième trimestre 2024, avec un arrêt de la raffinerie de Leuna planifié en octobre.

La Compagnie confirme sa guidance sur les investissements nets à 17-18 G$ en 2024.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 12h00 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70 91 87 04, +44 (0) 12 1281 8004 ou +1 718 705 8796. L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + Integrated LNG)

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
556	561	-1%	550	Europe	563	556	+1%
452	449	+1%	459	Afrique	454	478	-5%
799	825	-3%	781	Moyen-Orient et Afrique du Nord	813	756	+8%
388	358	+8%	445	Amériques	366	443	-17%
214	248	-14%	241	Asie Pacifique	241	257	-6%
2 409	2 441	-1%	2 476	Production totale	2 437	2 490	-2%
371	359	+3%	327	dont filiales mises en équivalence	359	336	+7%

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
221	225	-2%	229	Europe	224	230	-3%
329	325	+1%	335	Afrique	328	354	-7%
637	660	-4%	627	Moyen-Orient et Afrique du Nord	649	607	+7%
189	167	+14%	268	Amériques	176	267	-34%
90	100	-10%	102	Asie Pacifique	98	107	-8%
1 466	1 477	-1%	1 561	Production totale	1 475	1 565	-6%
154	150	+3%	156	dont filiales mises en équivalence	153	153	-

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 812	1 814	-	1 733	Europe	1 832	1 760	+4%
632	620	+2%	619	Afrique	633	615	+3%
888	904	-2%	844	Moyen-Orient et Afrique du Nord	896	817	+10%
1 100	1 061	+4%	989	Amériques	1 055	986	+7%
661	781	-15%	736	Asie Pacifique	758	807	-6%
5 093	5 180	-2%	4 921	Production totale	5 174	4 985	+4%
1 190	1 127	+6%	933	dont filiales mises en équivalence	1 120	996	+12%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 932	1 840	+5%	1 838	Europe	1 849	1 716	+8%
585	558	+5%	621	Afrique	578	629	-8%
1 091	989	+10%	946	Amériques	1 038	904	+15%
747	639	+17%	624	Reste du monde	699	637	+10%
4 355	4 026	+8%	4 029	Total des ventes	4 164	3 886	+7%
395	397	-1%	407	dont ventes massives raffinage	397	406	-2%
2 578	2 266	+14%	2 222	dont négoce international	2 414	2 095	+15%

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	*Production de produits pétrochimiques (kt)**	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
954	900	+6%	1 018	Europe	2 844	3 091	-8%
765	756	+1%	611	Amériques	2 166	1 837	+18%
762	702	+9%	771	Moyen-Orient et Asie	2 192	1 999	+10%
* Oléfines, polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

	3T24						2T24
Production nette d'électricité (TWh)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0,2	0,1	-	0,6	0,0	0,9	0,2	0,2	-	0,4	0,0	0,8
Reste de l'Europe	0,1	0,4	0,2	1,3	0,1	2,1	0,1	0,4	0,4	0,4	0,1	1,4
Afrique	0,0	0,0	-	-	-	0,0	0,0	0,0	-	-	-	0,0
Moyent Orient	0,2	-	-	0,3	-	0,5	0,3	-	-	0,2	-	0,5
Amérique du Nord	1,2	0,4	-	2,2	-	3,8	0,9	0,6	-	1,2	-	2,8
Amérique du Sud	0,1	1,1	-	-	-	1,2	0,1	0,8	-	-	-	0,9
Inde	1,6	0,4	-	-	-	2,0	1,9	0,4	-	-	-	2,2
Asie Pacifique	0,4	0,0	0,0	-	-	0,4	0,4	0,0	0,0	-	-	0,5
Total	4,0	2,4	0,3	4,4	0,1	11,1	3,9	2,3	0,5	2,2	0,1	9,1

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

	3T24						2T24
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ⁽¹⁸⁾	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0,6	0,4	-	2,6	0,2	3,7	0,6	0,4	-	2,6	0,1	3,7
Reste de l'Europe	0,3	0,9	0,3	2,7	0,2	4,4	0,3	0,9	0,3	1,4	0,1	2,9
Afrique	0,1	0,0	-	-	0,0	0,1	0,1	0,0	-	-	0,0	0,1
Moyent Orient	0,4	-	-	0,3	-	0,8	0,4	-	-	0,3	-	0,8
Amérique du Nord	2,6	0,8	-	1,5	0,4	5,3	2,3	0,8	-	1,5	0,4	5,0
Amérique du Sud	0,4	0,9	-	-	-	1,2	0,4	0,9	-	-	-	1,2
Inde	4,3	0,5	-	-	-	4,9	4,2	0,5	-	-	-	4,7
Asie Pacifique	1,1	0,0	0,1	-	0,0	1,2	1,1	0,0	0,1	-	0,0	1,2
Total	9,8	3,6	0,4	7,1	0,7	21,6	9,3	3,5	0,4	5,8	0,7	19,6

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

	3T24					2T24
Capacités brutes installées de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	1,1	0,7	-	0,2	2,1	1,1	0,7	-	0,2	2,0
Reste de l'Europe	0,3	1,1	1,1	0,2	2,8	0,3	1,1	1,1	0,2	2,7
Afrique	0,1	-	-	0,0	0,1	0,1	-	-	0,0	0,1
Moyen Orient	1,2	-	-	-	1,2	1,2	-	-	-	1,2
Amérique du Nord	4,9	2,2	-	0,7	7,7	5,2	2,2	-	0,7	8,1
Amérique du Sud	0,4	1,3	-	-	1,6	0,4	1,3	-	-	1,6
Inde	6,1	0,6	-	-	6,7	5,9	0,5	-	-	6,5
Asie Pacifique	1,6	0,0	0,4	0,0	2,0	1,5	-	0,3	-	1,8
Total	15,6	5,9	1,6	1,1	24,2	15,7	5,8	1,4	1,1	24,0

	3T24					2T24
Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,2	0,0	0,0	0,0	0,2	0,1	0,0	0,0	0,0	0,2
Reste de l'Europe	0,4	0,1	0,8	0,1	1,4	0,4	0,2	-	0,1	0,6
Afrique	0,3	-	-	0,1	0,4	0,3	-	-	0,1	0,4
Moyen Orient	0,1	-	-	-	0,1	0,1	-	-	-	0,1
Amérique du Nord	1,7	0,0	-	0,4	2,1	1,7	0,0	-	0,3	2,0
Amérique du Sud	0,3	0,6	-	0,2	1,1	0,0	0,6	-	-	0,7
Inde	3,9	-	-	-	3,9	0,5	0,1	-	-	0,5
Asie Pacifique	0,1	-	0,2	-	0,3	0,0	0,0	0,4	-	0,4
Total	6,9	0,8	1,0	0,7	9,5	3,2	0,9	0,4	0,4	5,0

	3T24					2T24
Capacités brutes en développement de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	1,1	0,4	-	0,1	1,6	1,4	0,4	-	0,1	1,9
Reste de l'Europe	4,6	0,8	8,9	2,6	16,9	4,4	0,8	8,9	2,2	16,4
Afrique	0,7	0,3	-	-	1,0	0,7	0,3	-	-	1,0
Moyen Orient	1,8	-	-	-	1,8	1,8	-	-	-	1,8
Amérique du Nord	8,8	3,3	4,1	4,9	21,0	9,7	2,9	4,1	4,4	21,1
Amérique du Sud	1,8	1,2	-	0,0	3,0	2,1	1,2	-	0,2	3,4
Inde	2,2	0,1	-	-	2,3	4,5	0,2	-	-	4,7
Asie Pacifique	3,6	1,1	2,6	1,1	8,4	3,4	1,1	2,6	1,1	8,2
Total	24,4	7,2	15,6	8,7	55,9	28,0	6,8	15,6	8,0	58,5

10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures)

10.1 Éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)

3T24	2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23
2 294	3 787	6 676	Résultat net (part TotalEnergies)	11 802	16 321
(1 337)	(274)	(749)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	(806)	(1 285)
-	(110)	-	Plus ou moins value de cession	1 397	203
(10)	(11)	-	Charges de restructuration	(21)	(5)
(1 100)	-	(614)	Dépréciations et provisions exceptionnelles	(1 744)	(1 143)
(227)	(153)	(135)	Autres éléments	(438)	(340)
(359)	(320)	607	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	(555)	(164)
(84)	(291)	365	Effet des variations de juste valeur	(695)	(180)
(1 780)	(885)	223	Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	(2 056)	(1 629)
4 074	4 672	6 453	Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	13 858	17 950

10.2 Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états financiers consolidés

10.2.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies à l’EBITDA ajusté

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
2 294	3 787	-39%	6 676	Résultat net (part TotalEnergies)	11 802	16 321	-28%
1 780	885	x2	(223)	Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	2 056	1 629	+26%
4 074	4 672	-13%	6 453	Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	13 858	17 950	-23%
				Éléments ajustés
90	67	+34%	82	Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle	257	217	+18%
2 369	2 977	-20%	3 130	Plus: charge / (produit) d'impôt	8 337	9 935	-16%
3 048	2 962	+3%	2 967	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	8 952	8 952	-
103	87	+18%	88	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	282	279	+1%
797	725	+10%	726	Plus: coût de l'endettement financier brut	2 230	2 160	+3%
(433)	(417)	ns	(384)	Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(1 302)	(1 159)	ns
10 048	11 073	-9%	13 062	EBITDA Ajusté	32 614	38 334	-15%

10.2.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA ajusté et au résultat net part TotalEnergies

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
				Éléments ajustés
47 429	49 183	-4%	54 413	Produits des ventes	148 495	164 180	-10%
(30 856)	(31 314)	ns	(34 738)	Achats, nets de variation de stocks	(95 695)	(105 596)	ns
(7 147)	(7 664)	ns	(7 346)	Autres charges d'exploitation	(22 391)	(22 852)	ns
(101)	(97)	ns	(245)	Charges d'exploration	(286)	(401)	ns
59	146	-60%	142	Autres produits	445	335	+33%
(121)	(37)	ns	64	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(283)	(138)	ns
293	433	-32%	296	Autres produits financiers	1 008	945	+7%
(214)	(213)	ns	(186)	Autres charges financières	(642)	(542)	ns
706	636	+11%	662	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 963	2 403	-18%
10 048	11 073	-9%	13 062	EBITDA Ajusté	32 614	38 334	-15%
				Éléments ajustés
(3 048)	(2 962)	ns	(2 967)	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(8 952)	(8 952)	ns
(103)	(87)	ns	(88)	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(282)	(279)	ns
(797)	(725)	ns	(726)	Moins: coût de l'endettement financier brut	(2 230)	(2 160)	ns
433	417	+4%	384	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	1 302	1 159	+12%
(2 369)	(2 977)	ns	(3 130)	Moins: produit (charge) d'impôt	(8 337)	(9 935)	ns
(90)	(67)	ns	(82)	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(257)	(217)	ns
(1 780)	(885)	ns	223	Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)	(2 056)	(1 629)	ns
2 294	3 787	-39%	6 676	Résultat net (part TotalEnergies)	11 802	16 321	-28%

10.3 Investissements – Désinvestissements (part TotalEnergies)

Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux investissements nets

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
5 562	4 558	+22%	4 987	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	13 587	15 822	-14%
-	-	ns	-	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
57	(29)	ns	(17)	Remboursement organique de prêts SME ( c )	31	(5)	ns
-	-	ns	43	Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *	-	81	-100%
119	97	+23%	64	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	319	188	+70%
26	4	x6,5	14	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	29	16	+81%
5 764	4 630	+24%	5 091	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	13 966	16 102	-13%
1 662	220	x7,5	808	Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	1 382	4 115	-66%
1 795	544	x3,3	1 992	Acquisitions ( g )	3 413	5 730	-40%
133	324	-59%	1 184	Cessions ( i )	2 031	1 615	+26%
-	-	ns	(43)	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	(81)	-100%
4 102	4 410	-7%	4 283	Dont investissements organiques ( h )	12 584	11 987	+5%
148	101	+46%	346	Exploration capitalisée	394	879	-55%
458	589	-22%	422	Augmentation des prêts non courants	1 585	1 162	+36%
(140)	(178)	ns	(120)	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(464)	(433)	ns
-	-	ns	-	Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	-	ns
* Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaires.

10.4 Cash-flow (part TotalEnergies)

Tableaux de passage du flux de trésorerie d’exploitation à la Marge brute d’autofinancement (CFFO), au DACF et au cash-flow net

3T24

2T24

3T24
vs
2T24

3T23

En millions de dollars

9M24

9M23

9M24
vs
9M23

7 171

9 007

-20%

9 496

Flux de trésorerie d’exploitation ( a )

18 347

24 529

-25%

871

1 669

-48%

(582)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *

(3 581)

(2 851)

(464)

(468)

764

Effet de stock ( c )

(807)

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

-100%

(29)

(17)

Remboursement organique de prêts SME ( e )

(5)

6 821

7 777

-12%

9 340

Marge brute d'autofinancement (CFFO)
( f = a - b - c + d + e )

22 766

27 446

-17%

(188)

(118)

(211)

Frais financiers

(449)

(476)

7 009

7 895

-11%

9 551

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)

23 215

27 922

-17%

4 102

4 410

-7%

4 283

Investissements organiques ( g )

12 584

11 987

+5%

2 719

3 367

-19%

5 058

Cash flow après investissements organiques ( f - g )

10 182

15 459

-34%

5 764

4 630

+24%

5 091

Investissements nets ( h )

13 966

16 102

-13%

1 057

3 147

-66%

4 249

Cash flow net ( f - h )

8 800

11 344

-22%

* La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.

10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars	30/09/2024	30/06/2024	30/09/2023
Dettes financières courantes *	11 805	9 358	15 193
Autres passifs financiers courants	488	461	415
Actifs financiers courants ,*	(5 780)	(6 425)	(6 585)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *	204	(61)	(44)
Dettes financières non courantes *	37 824	34 726	33 947
Actifs financiers non courants *	(1 307)	(1 166)	(1 519)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(25 672)	(23 211)	(24 731)
Dette nette ( a )	17 562	13 682	16 676

Capitaux propres (part TotalEnergies)	116 059	117 379	115 767
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	2 557	2 648	2 657
Capitaux propres ( b )	118 616	120 027	118 424

Ratio d'endettement = a / ( a + b )	12,9%	10,2%	12,3%

Dette nette de location ( c )	8 338	8 012	8 277
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c )	17,9%	15,3%	17,4%
* Hors créances et dettes de location.
** Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.

10.6 Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1er octobre 2023 au 30 septembre 2024
En millions de dollars	Exploration- Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage- Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	10 501	4 893	2 125	2 475	1 304	20 701
Capitaux employés au 30/09/2023	69 392	36 033	20 043	9 002	9 025	141 093
Capitaux employés au 30/09/2024	64 859	39 460	24 589	9 050	7 325	143 297
ROACE	15,6%	13,0%	9,5%	27,4%	16,0%	14,6%

10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

En millions de dollars	9M24	9M23	2023
Dividendes payés (actionnaires de la société mère)	5 719	5 648	7 517
Variation de capital : rachat d’actions propres	6 018	6 203	9 167

Payout ratio	49%	43%	46%

GLOSSAIRE

Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Acquisitions nettes de cessions correspondent aux acquisitions moins les cessions (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il met en évidence l’allocation des flux de trésorerie utilisés pour accroître le portefeuille d’actifs de la Compagnie via des opportunités de croissance externe.

Capitaux Employés (CMO) : indicateur alternatif de performance. Ils sont calculés au coût de remplacement et font référence aux capitaux employés (bilan) moins l’effet de stock. Les capitaux employés (bilan) désignent la somme des éléments suivants : (i) Immobilisations corporelles, incorporelles (ii) sociétés mises en équivalence : titres et prêts (iii) autres actifs non courants, (iv) besoin en fonds de roulement qui est la somme des stocks nets, créances nettes, autres actifs courants, dettes fournisseurs, autres créditeurs et charges à payer (v) provisions et autres passifs non courants et (vi) actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés. Les Capitaux Employés peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires, en leur donnant un éclairage sur le montant des capitaux investis par la Compagnie ou par ses secteurs pour conduire ses opérations. Les Capitaux Employés sont utilisés pour calculer la Rentabilité des Capitaux Employés moyens (ROACE).

Cash-flow après Investissements Organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow après Investissements Organiques correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Organiques. Les Investissements Organiques correspondent aux Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il représente les flux de trésorerie d’exploitation générés par l'entreprise après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques.

Cash-flow net : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow net correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Nets. Le cash-flow net peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que pour les actionnaires car il représente les flux de trésorerie générés par les opérations de la Compagnie après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques et les Acquisitions nettes de cessions (acquisitions - cessions - autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur de performance correspond aux flux de trésorerie disponibles pour rembourser la dette et affecter de la trésorerie à la distribution de dividendes aux actionnaires ou au rachat d'actions.

DACF (Debt Adjusted Cash-Flow) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le DACF est défini comme la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) hors frais financiers. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il correspond aux fonds théoriquement disponibles dont dispose la Compagnie pour les investissements, le remboursement de la dette et les distributions aux actionnaires, et facilite ainsi la comparaison des résultats d'exploitation de la Compagnie avec ceux d'autres entreprises, indépendamment de leur structure de capital et de leurs besoins en fonds de roulement.

EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization ou bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement) ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Il correspond au résultat ajusté avant amortissement et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et des droits miniers, charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer et comparer la rentabilité de la Compagnie avec celle des entreprises de services publics (secteur de l’énergie).

Investissements nets : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Nets incluent le flux de trésorerie d’investissement, les opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle, la variation de la dette liée au financement de projets renouvelables, les dépenses liées aux crédits carbone et les investissements liés aux contrats de location capitalisés et excluent le remboursement organique des prêts des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mettre en évidence la trésorerie affectée aux opportunités de croissance, tant internes qu'externes, montrant ainsi, lorsqu'il est combiné avec le tableau des flux de trésorerie de la Compagnie préparé selon les IFRS, comment la trésorerie est générée et allouée au sein de l’organisation. Les Investissements Nets sont la somme des Investissements Organiques et des Acquisitions nettes de cessions tous deux définis dans le Glossaire.

Investissements organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Organiques désignent les Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Les Investissements Organiques peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car ils mettent en évidence les flux de trésorerie utilisés par la Compagnie pour accroître son portefeuille d'actifs, hors sources de croissance externe.

Marge Brute d’Autofinancement ou Cash-Flow From Operations excluding working capital (CFFO) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. La Marge Brute d’Autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats compatibilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables et les remboursements de prêts organiques des sociétés mises en équivalence.

Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour les aider à comprendre l’évolution de la marge brute d’autofinancement au fil des périodes sur une base cohérente en comparaison avec la performance des pairs. La combinaison de cet indicateur de performance et des résultats de la Compagnie préparés conformément aux IFRS permet une compréhension plus complète des facteurs et des tendances affectant les activités et les performances de la Compagnie. Cet indicateur de performance est utilisé par la Compagnie comme base pour l'allocation de ses flux de trésorerie et notamment pour déterminer la part des cash-flows affectée aux distributions aux actionnaires.

Ratio d’endettement : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le ratio entre le total des dettes financières et le total des capitaux propres. Le ratio d’endettement est un ratio entre la dette nette et les capitaux propres, qui est calculé de la façon suivante : dette nette hors contrat de location / (capitaux propres + dette nette hors contrat de location). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour évaluer la solidité financière du bilan de la Compagnie.

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le proche est le Résultat Net (part TotalEnergies). Le Résultat Net Ajusté (part TotalEnergies) se définit comme le Résultat Net (part TotalEnergies) moins les éléments d’ajustement sur le Résultat Net (part TotalEnergies). Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents.

Résultat opérationnel net ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Le Résultat Opérationnel Net Ajusté correspond au Résultat Net avant coût net de la dette nette c’est-à-dire le coût de la dette nette retraité de l’impact de l’impôt, moins les éléments d’ajustement. Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Le résultat opérationnel net ajusté peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents. Il est utilisé pour évaluer la Rentabilité des Capitaux Employés Moyens (ROACE) comme expliqué ci-dessous.

Retour à l’actionnaire (Pay-out) : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le ratio entre les dividendes et les rachats d'actions destinées à être annulées rapporté à la Marge Brute d’Autofinancement. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il indique la part de la Marge Brute d’Autofinancement distribuée à l’actionnaire.

Return on Average Capital Employed (ROACE) ou Rentabilité des Capitaux Employés moyens : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le rapport entre le Résultat Opérationnel Net Ajusté et les Capitaux Employés moyens au coût de remplacement entre le début et la fin de la période. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer la rentabilité des Capitaux Employés moyens par la Compagnie dans le cadre de ses opérations et est utilisé par la Compagnie pour comparer sa performance en interne et en externe avec celle de ses pairs.

Avertissement :

Les termes « TotalEnergies », « compagnie TotalEnergies » et « Compagnie » qui figurent dans ce document sont utilisés pour désigner TotalEnergies SE et les entités consolidées que TotalEnergies SE contrôle directement ou indirectement. De même, les termes « nous », « nos », « notre » peuvent également être utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs collaborateurs. Les entités dans lesquelles TotalEnergies SE détient directement ou indirectement une participation sont des personnes morales distinctes et autonomes.

Ce communiqué de presse présente les résultats du troisième trimestre 2024 et les neuf premiers mois de l’année 2024, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 septembre 2024 (non audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe au comptes consolidés (non audités) sont disponibles sur le site totalenergies.com.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (incluant des forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie de TotalEnergies. Il peut notamment contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « pourrait », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document. Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, les innovations technologiques, les conditions et événements météorologiques, ainsi que les évolutions socio-démographiques, économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs. Les lecteurs ne doivent pas considérer les déclarations prospectives comme des données exactes mais comme l’expression de point de vue de la Compagnie à la date de publication du présent document. TotalEnergies SE et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et décline toute responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Par ailleurs, la Compagnie ne vérifie pas et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce documents ou utilisées pour les hypothèses, estimations ou plus généralement les données prospectives publiées dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »). Enfin, les développements portant sur les questions relatives à l’environnement et au changement climatique contenus dans ce document sont fondés sur divers référentiels et l’intérêts des diverses parties prenantes qui sont susceptibles d’évoluer indépendamment de notre volonté. En outre, nos disclosures sur ces questions, y compris celles liées au climat, peuvent inclure des informations qui ne sont pas nécessairement significatives ("material") au sens des lois américaines sur les valeurs mobilières pour les besoins des rapports de la SEC ou au sens des réglementations boursières applicables.

L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la performance de TotalEnergies.

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.

(ii) l’effet de stock

Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out) et celui des autres stocks selon la méthode PMP (Prix Moyen Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au coût de remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important sur le résultat.

Par conséquent, les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents de la Compagnie.

Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par référence à la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.

(iii) l’effet des variations de juste valeur

L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour les stocks du trading et les contrats de stockage, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par le Comité exécutif de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.

Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.

Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut par ailleurs des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.

Enfin, TotalEnergies utilise des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.

Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur.

Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€/$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.

Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes "réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.

⁽¹⁾		Se référer au Glossaire pages 22 & 23 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 18 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
*		Ces rachats d’actions incluent les rachats couvrant les plans d’attribution d’actions aux employés.
⁽²⁾		Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
⁽³⁾		Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
⁽⁴⁾		Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
⁽⁵⁾		Taux de change moyen €-$ : 1,0983 au 3^ème trimestre 2024, 1,0767 au 2^ème trimestre 2024, 1,0884 au 3^ème trimestre 2023, 1,0871 sur les neufs premiers mois de 2024 ; 1,0833 sur les neuf premiers mois de 2023.
⁽⁶⁾		Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
⁽⁷⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁸⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁹⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
⁽¹⁰⁾		Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.
⁽¹¹⁾		Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO₂, CH₄, N₂O, les HFC, les PFC et le SF₆, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF₆ sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.
⁽¹²⁾		Les émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2023 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H₂).
⁽¹³⁾		TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l’usage final des produits énergétiques vendus aux clients, c’est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de l’énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole, biocarburants ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes. Le point le plus élevé pour chaque chaîne de valeur pour l’année 2024 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres.
⁽¹⁴⁾		Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
⁽¹⁵⁾		Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*		Ces rachats d’actions incluent les rachats couvrant les plans d’attribution d’actions aux employés.
⁽¹⁶⁾		Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2024. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.
⁽¹⁷⁾		Environnement Brent à 80 $/b.
⁽¹⁸⁾		Données à fin de période.
⁽¹⁹⁾		Dont 20 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.
⁽²⁰⁾		Données à fin de période.

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)^(a)	2024	2024	2023

Chiffre d'affaires	52 021	53 743	59 017
Droits d'accises	(4 592)	(4 560)	(4 604)
Produits des ventes	47 429	49 183	54 413

Achats, nets de variation de stocks	(31 425)	(32 117)	(33 676)
Autres charges d'exploitation	(7 269)	(7 729)	(7 562)
Charges d'exploration	(572)	(97)	(245)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 392)	(2 976)	(3 055)
Autres produits	45	3	535
Autres charges	(374)	(251)	(928)

Coût de l'endettement financier brut	(797)	(725)	(726)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	457	408	459
Coût de l'endettement financier net	(340)	(317)	(267)

Autres produits financiers	319	459	311
Autres charges financières	(214)	(213)	(186)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	333	627	754

Produit (Charge) d'impôt	(2 179)	(2 725)	(3 404)
Résultat net de l'ensemble consolidé	2 361	3 847	6 690
Part TotalEnergies	2 294	3 787	6 676
Intérêts ne conférant pas le contrôle	67	60	14
Résultat net par action (en $)	0,97	1,61	2,74
Résultat net dilué par action (en $)	0,96	1,60	2,73
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)	2024	2024	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé	2 361	3 847	6 690

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	3	22	(1)
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	(141)	103	3
Effet d'impôt	29	(11)	(2)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	3 151	(683)	(1 861)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	3 042	(569)	(1 861)
Écart de conversion de consolidation	(2 457)	523	1 204
Couverture de flux futurs	(13)	593	306
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(4)	-	(3)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(208)	(38)	31
Autres éléments	2	(2)	(4)
Effet d'impôt	(1)	(153)	(46)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(2 681)	923	1 488
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	361	354	(373)

Résultat global	2 722	4 201	6 317
Part TotalEnergies	2 631	4 134	6 313
Intérêts ne conférant pas le contrôle	91	67	4

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	9mois	9mois
(en millions de dollars) ^(a)	2024	2023

Chiffre d'affaires	162 042	177 891
Droits d'accises	(13 547)	(13 711)
Produits des ventes	148 495	164 180

Achats, nets de variation de stocks	(97 322)	(105 891)
Autres charges d'exploitation	(22 641)	(23 253)
Charges d'exploration	(757)	(399)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(9 310)	(9 223)
Autres produits	1 806	992
Autres charges	(940)	(1 594)

Coût de l'endettement financier brut	(2 230)	(2 160)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	1 337	1 362
Coût de l'endettement financier net	(893)	(798)

Autres produits financiers	1 084	982
Autres charges financières	(642)	(542)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	978	1 981

Produit (Charge) d'impôt	(7 846)	(9 962)
Résultat net de l'ensemble consolidé	12 012	16 473
Part TotalEnergies	11 802	16 321
Intérêts ne conférant pas le contrôle	210	152
Résultat net par action (en $)	5,02	6,61
Résultat net dilué par action (en $)	4,99	6,57
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	9mois	9mois
(en millions de dollars)	2024	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé	12 012	16 473

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	23	137
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	2	6
Effet d'impôt	10	(53)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	962	(452)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	997	(362)
Écart de conversion de consolidation	(835)	(95)
Couverture de flux futurs	1 387	2 197
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(19)	5
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(322)	(64)
Autres éléments	2	(5)
Effet d'impôt	(373)	(518)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(160)	1 520
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	837	1 158

Résultat global	12 849	17 631
Part TotalEnergies	12 635	17 539
Intérêts ne conférant pas le contrôle	214	92

BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
	30 septembre 2024	30 juin 2024	31 décembre 2023	30 septembre 2023
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)		(non audité)

ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	33 891	33 477	33 083	32 911
Immobilisations corporelles	110 125	109 403	108 916	106 721
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	33 963	32 800	30 457	30 153
Autres titres	1 656	1 740	1 543	1 342
Actifs financiers non courants	2 578	2 469	2 395	2 710
Impôts différés	3 727	3 568	3 418	3 535
Autres actifs non courants	4 170	4 235	4 313	3 991
Total actifs non courants	190 110	187 692	184 125	181 363

Actifs courants
Stocks	18 532	20 189	19 317	22 512
Clients et comptes rattachés	18 777	20 647	23 442	23 598
Autres créances	21 933	20 014	20 821	22 252
Actifs financiers courants	6 151	6 823	6 585	6 892
Trésorerie et équivalents de trésorerie	25 672	23 211	27 263	24 731
Actifs destinés à être cédés ou échangés	2 830	912	2 101	8 656
Total actifs courants	93 895	91 796	99 529	108 641
Total actif	284 005	279 488	283 654	290 004

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital	7 577	7 577	7 616	7 616
Primes et réserves consolidées	130 804	130 688	126 857	123 506
Écarts de conversion	(13 793)	(14 415)	(13 701)	(13 461)
Actions autodétenues	(8 529)	(6 471)	(4 019)	(1 894)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies	116 059	117 379	116 753	115 767
Intérêts ne conférant pas le contrôle	2 557	2 648	2 700	2 657
Total des capitaux propres	118 616	120 027	119 453	118 424

Passifs non courants
Impôts différés	11 750	12 461	11 688	11 633
Engagements envers le personnel	1 890	1 819	1 993	1 837
Provisions et autres passifs non courants	20 290	20 295	21 257	22 657
Dettes financières non courantes	45 750	42 526	40 478	41 022
Total passifs non courants	79 680	77 101	75 416	77 149

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	34 668	36 449	41 335	37 268
Autres créditeurs et dettes diverses	34 716	33 442	36 727	37 405
Dettes financières courantes	13 853	11 271	9 590	16 876
Autres passifs financiers courants	488	461	446	415
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	1 984	737	687	2 467
Total passifs courants	85 709	82 360	88 785	94 431
Total passif et capitaux propres	284 005	279 488	283 654	290 004

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)	2024	2024	2023

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	2 361	3 847	6 690
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	4 020	3 080	3 621
Provisions et impôts différés	(93)	(53)	686
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(3)	182	(521)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(13)	(250)	(325)
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	836	2 013	(923)
Autres, nets	63	188	268
Flux de trésorerie d'exploitation	7 171	9 007	9 496

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(4 110)	(3 699)	(3 808)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(497)	(251)	(1 607)
Coût d'acquisition de titres	(845)	(481)	(482)
Augmentation des prêts non courants	(458)	(621)	(451)
Investissements	(5 910)	(5 052)	(6 348)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	32	44	914
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	82	213	7
Produits de cession d'autres titres	37	56	308
Remboursement de prêts non courants	197	181	132
Désinvestissements	348	494	1 361
Flux de trésorerie d'investissement	(5 562)	(4 558)	(4 987)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	-	521	-
- actions propres	(2 005)	(2 007)	(2 098)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(1 963)	(1 853)	(1 962)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(171)	(127)	(168)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	(1 622)	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(23)	(50)	(22)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(14)	(19)	(11)
Émission nette d'emprunts non courants	3 080	4 319	47
Variation des dettes financières courantes	911	(5 453)	(446)
Variation des actifs et passifs financiers courants	760	(530)	(182)
Flux de trésorerie de financement	575	(6 821)	(4 842)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	2 184	(2 372)	(333)
Incidence des variations de change	277	(57)	(508)
Trésorerie en début de période	23 211	25 640	25 572
Trésorerie en fin de période	25 672	23 211	24 731

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	9mois	9mois
(en millions de dollars)	2024	2023

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	12 012	16 473
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	10 136	10 003
Provisions et impôts différés	146	1 081
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(1 431)	(843)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	25	(291)
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(2 837)	(2 217)
Autres, nets	296	323
Flux de trésorerie d'exploitation	18 347	24 529

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(11 229)	(12 646)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(1 507)	(1 762)
Coût d'acquisition de titres	(1 814)	(2 411)
Augmentation des prêts non courants	(1 617)	(1 206)
Investissements	(16 167)	(18 025)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	413	1 013
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	1 513	228
Produits de cession d'autres titres	127	490
Remboursement de prêts non courants	527	472
Désinvestissements	2 580	2 203
Flux de trésorerie d'investissement	(13 587)	(15 822)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	521	383
- actions propres	(6 018)	(6 203)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(5 719)	(5 648)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(304)	(294)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	(1 622)	(1 081)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(232)	(260)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(50)	(110)
Émission nette d'emprunts non courants	7 441	151
Variation des dettes financières courantes	(1 006)	(5 831)
Variation des actifs et passifs financiers courants	501	2 202
Flux de trésorerie de financement	(6 488)	(16 691)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(1 728)	(7 984)
Incidence des variations de change	137	(311)
Trésorerie en début de période	27 263	33 026
Trésorerie en fin de période	25 672	24 731

VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
	Actions émises		Primes et réserves consolidées	Écarts de conversion	Actions autodétenues		Capitaux propres - Part TotalEnergies	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Capitaux propres
(en millions de dollars)	Nombre	Montant	Primes et réserves consolidées	Écarts de conversion	Nombre	Montant	Capitaux propres - Part TotalEnergies	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Capitaux propres
Au 1er janvier 2023	2 619 131 285	8 163	123 951	(12 836)	(137 187 667)	(7 554)	111 724	2 846	114 570
Résultat net des neuf premiers mois 2023	-	-	16 321	-	-	-	16 321	152	16 473
Autres éléments du résultat global	-	-	1 815	(597)	-	-	1 218	(60)	1 158
Résultat Global	-	-	18 136	(597)	-	-	17 539	92	17 631
Dividendes	-	-	(5 765)	-	-	-	(5 765)	(294)	(6 059)
Émissions d'actions	8 002 155	22	361	-	-	-	383	-	383
Rachats d'actions	-	-	-	-	(100 511 783)	(7 024)	(7 024)	-	(7 024)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(396)	-	6 463 426	396	-	-	-
Paiements en actions	-	-	232	-	-	-	232	-	232
Annulation d'actions	(214 881 605)	(569)	(11 720)	-	214 881 605	12 289	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 107)	-	-	-	(1 107)	-	(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(223)	-	-	-	(223)	-	(223)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	39	(28)	-	-	11	12	23
Autres éléments	-	-	(2)	-	-	(1)	(3)	1	(2)
Au 30 septembre 2023	2 412 251 835	7 616	123 506	(13 461)	(16 354 419)	(1 894)	115 767	2 657	118 424
Résultat net du 1er octobre au 31 décembre 2023	-	-	5 063	-	-	-	5 063	(26)	5 037
Autres éléments du résultat global	-	-	172	(240)	-	-	(68)	17	(51)
Résultat Global	-	-	5 235	(240)	-	-	4 995	(9)	4 986
Dividendes	-	-	(1 846)	-	-	-	(1 846)	(17)	(1 863)
Émissions d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rachats d'actions	-	-	-	-	(44 188 794)	(2 143)	(2 143)	-	(2 143)
Cessions d'actions^(a)	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Paiements en actions	-	-	59	-	-	-	59	-	59
Annulation d'actions	-	-	(17)	-	-	17	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(71)	-	-	-	(71)	-	(71)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	(9)	-	-	-	(9)	73	64
Autres éléments	-	-	-	-	-	1	1	(4)	(3)
Au 31 décembre 2023	2 412 251 835	7 616	126 857	(13 701)	(60 543 213)	(4 019)	116 753	2 700	119 453
Résultat net des neuf premiers mois 2024	-	-	11 802	-	-	-	11 802	210	12 012
Autres éléments du résultat global	-	-	924	(91)	-	-	833	4	837
Résultat Global	-	-	12 726	(91)	-	-	12 635	214	12 849
Dividendes	-	-	(5 863)	-	-	-	(5 863)	(304)	(6 167)
Émissions d'actions	10 833 187	29	492	-	-	-	521	-	521
Rachats d'actions	-	-	-	-	(88 066 669)	(6 568)	(6 568)	-	(6 568)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(395)	-	6 067 493	395	-	-	-
Paiements en actions	-	-	458	-	-	-	458	-	458
Annulation d'actions	(25 405 361)	(68)	(1 595)	-	25 405 361	1 663	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 679)	-	-	-	(1 679)	-	(1 679)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(200)	-	-	-	(200)	-	(200)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	-	-	-	-	-	(50)	(50)
Autres éléments	-	-	3	(1)	-	-	2	(3)	(1)
Au 30 septembre 2024	2 397 679 661	7 577	130 804	(13 793)	(117 137 028)	(8 529)	116 059	2 557	118 616
^(a) Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

3^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	1 425	2 350	4 444	22 926	20 872	4	-	52 021
Chiffre d'affaires intersecteurs	9 633	2 017	424	7 927	218	58	(20 277)	-
Droits d'accises	-	-	-	(213)	(4 379)	-	-	(4 592)
Produits des ventes	11 058	4 367	4 868	30 640	16 711	62	(20 277)	47 429
Charges d'exploitation	(5 257)	(3 393)	(4 329)	(30 273)	(16 082)	(209)	20 277	(39 266)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 324)	(294)	(114)	(400)	(229)	(31)	-	(3 392)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	47	482	(274)	(79)	(29)	(38)	-	109
Impôts du résultat opérationnel net	(1 879)	(250)	(66)	40	(102)	117	-	(2 140)
Ajustements^(a)	(837)	(151)	(400)	(313)	(95)	(23)	-	(1 819)
Résultat opérationnel net ajusté	2 482	1 063	485	241	364	(76)	-	4 559
Ajustements^(a)								(1 819)
Coût net de la dette nette								(379)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(67)
Résultat net - part TotalEnergies								2 294

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.


3^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	2 251	599	2 291	388	329	52	-	5 910
Désinvestissements	90	99	70	69	19	1	-	348
Flux de trésorerie d'exploitation	4 763	830	373	564	581	60	-	7 171

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

2^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffres d'affaires externe	1 416	1 986	4 464	24 516	21 358	3	-	53 743
Chiffres d'affaires intersecteurs	9 796	2 111	369	8 203	164	77	(20 720)	-
Droits d'accises	-	-	-	(208)	(4 352)	-	-	(4 560)
Produits des ventes	11 212	4 097	4 833	32 511	17 170	80	(20 720)	49 183
Charges d'exploitation	(4 669)	(2 922)	(4 506)	(31 647)	(16 601)	(318)	20 720	(39 943)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 907)	(310)	(105)	(416)	(208)	(30)	-	(2 976)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	141	526	26	(13)	(84)	29	-	625
Impôts du résultat opérationnel net	(2 163)	(251)	(79)	(60)	(101)	(23)	-	(2 677)
Ajustements^(a)	(53)	(12)	(333)	(264)	(203)	(9)	-	(874)
Résultat opérationnel net ajusté	2 667	1 152	502	639	379	(253)	-	5 086
Ajustements^(a)								(874)
Coût net de la dette nette								(365)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(60)
Résultat net - part TotalEnergies								3 787

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.


2^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	2 697	844	769	443	259	40	-	5 052
Désinvestissements	149	29	261	127	(78)	6	-	494
Flux de trésorerie d'exploitation	4 535	431	1 647	1 541	1 650	(797)	-	9 007

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

3^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	1 551	2 144	5 183	27 127	23 012	-	-	59 017
Chiffre d'affaires intersecteurs	11 129	2 361	495	10 094	153	59	(24 291)	-
Droits d'accises	-	-	-	(210)	(4 394)	-	-	(4 604)
Produits des ventes	12 680	4 505	5 678	37 011	18 771	59	(24 291)	54 413
Charges d'exploitation	(5 347)	(3 038)	(4 811)	(34 598)	(17 749)	(231)	24 291	(41 483)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 976)	(283)	(86)	(483)	(204)	(23)	-	(3 055)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	10	358	(8)	61	(16)	81	-	486
Impôts du résultat opérationnel net	(2 437)	(251)	(86)	(502)	(247)	157	-	(3 366)
Ajustements^(a)	(208)	(51)	181	90	132	(37)	-	107
Résultat opérationnel net ajusté	3 138	1 342	506	1 399	423	80	-	6 888
Ajustements^(a)								107
Coût net de la dette nette								(305)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(14)
Résultat net - part TotalEnergies								6 676

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.


3^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	2 677	734	2 215	424	270	28	-	6 348
Désinvestissements	699	168	331	114	49	-	-	1 361
Flux de trésorerie d'exploitation	4 240	872	1 936	2 060	206	182	-	9 496

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

9mois 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	4 159	6 995	15 990	71 975	62 901	22	-	162 042
Chiffre d'affaires intersecteurs	29 164	7 623	1 583	24 273	651	198	(63 492)	-
Droits d'accises	-	-	-	(591)	(12 956)	-	-	(13 547)
Produits des ventes	33 323	14 618	17 573	95 657	50 596	220	(63 492)	148 495
Charges d'exploitation	(14 370)	(11 099)	(16 400)	(92 808)	(48 779)	(756)	63 492	(120 720)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 148)	(925)	(316)	(1 192)	(643)	(86)	-	(9 310)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	285	1 503	(863)	(24)	1 367	18	-	2 286
Impôts du résultat opérationnel net	(6 303)	(785)	(185)	(275)	(311)	149	-	(7 710)
Ajustements^(a)	(912)	(125)	(1 789)	(484)	1 232	(36)	-	(2 114)
Résultat opérationnel net ajusté	7 699	3 437	1 598	1 842	998	(419)	-	15 155
Ajustements^(a)								(2 114)
Coût net de la dette nette								(1 029)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(210)
Résultat net - part TotalEnergies								11 802

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.


9mois 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	7 242	2 008	4 799	1 266	732	120	-	16 167
Désinvestissements	545	178	393	234	1 222	8	-	2 580
Flux de trésorerie d'exploitation	12 888	2 971	1 771	(24)	2 123	(1 382)	-	18 347

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

9mois 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	4 939	9 036	19 987	76 831	67 083	15	-	177 891
Chiffre d'affaires intersecteurs	31 965	11 138	2 850	27 785	474	180	(74 392)	-
Droits d'accises	-	-	-	(625)	(13 086)	-	-	(13 711)
Produits des ventes	36 904	20 174	22 837	103 991	54 471	195	(74 392)	164 180
Charges d'exploitation	(15 271)	(16 280)	(20 976)	(98 532)	(52 208)	(668)	74 392	(129 543)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 159)	(848)	(184)	(1 291)	(669)	(72)	-	(9 223)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	63	1 634	(328)	116	291	43	-	1 819
Impôts du résultat opérationnel net	(7 724)	(593)	(238)	(1 014)	(528)	180	-	(9 917)
Ajustements^(a)	(327)	(657)	(215)	(751)	205	(77)	-	(1 822)
Résultat opérationnel net ajusté	8 140	4 744	1 326	4 021	1 152	(245)	-	19 138
Ajustements^(a)								(1 822)
Coût net de la dette nette								(843)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(152)
Résultat net - part TotalEnergies								16 321

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.


9mois 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	9 298	2 555	4 256	1 138	685	93	-	18 025
Désinvestissements	756	262	629	174	378	4	-	2 203
Flux de trésorerie d'exploitation	12 823	5 740	2 935	3 132	198	(299)	-	24 529

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

1. Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux investissements nets

1.1 Exploration-Production

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre 2024 vs	3^ème trimestre	(en millions de dollars)	9 mois	9 mois	9 mois 2024 vs
2024	2024	2^ème trimestre 2024	2023	(en millions de dollars)	2024	2023	9 mois 2023
2 161	2 548	-15%	1 978	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	6 697	8 542	-22%
-	-	ns	-	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
1	-	ns	-	Remboursement organique de prêts SME ( c )	1	-	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
100	90	11%	51	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	280	157	78%
26	4	x6,5	14	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	29	16	81%
2 288	2 642	-13%	2 043	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	7 007	8 715	-20%
(42)	57	ns	(514)	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	51	1 600	-97%
36	160	-78%	156	Acquisitions ( g )	523	2 281	-77%
78	103	-24%	670	Cessions ( i )	472	681	-31%
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
2 330	2 585	-10%	2 557	Dont investissements organiques ( h )	6 956	7 115	-2%
140	88	58%	343	Exploration capitalisée	364	872	-58%
46	67	-31%	32	Augmentation des prêts non courants	155	93	67%
(11)	(46)	ns	(29)	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(72)	(75)	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

1.2 Integrated LNG

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre 2024 vs	3^ème trimestre	(en millions de dollars)	9 mois	9 mois	9 mois 2024 vs
2024	2024	2^ème trimestre 2024	2023	(en millions de dollars)	2024	2023	9 mois 2023
500	815	-39%	566	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	1 830	2 293	-20%
-	-	ns	-	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
2	-	ns	1	Remboursement organique de prêts SME ( c )	3	2	50%
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
14	7	100%	12	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	33	26	27%
-	-	ns	-	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
516	822	-37%	579	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	1 866	2 321	-20%
65	198	-67%	84	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	251	1 048	-76%
69	199	-65%	204	Acquisitions ( g )	268	1 197	-78%
4	1	x4	120	Cessions ( i )	17	149	-89%
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
451	624	-28%	495	Dont investissements organiques ( h )	1 615	1 273	27%
8	13	-38%	3	Exploration capitalisée	30	7	x4,3
214	153	40%	153	Augmentation des prêts non courants	540	391	38%
(79)	(42)	ns	(47)	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(158)	(111)	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

1.3 Integrated Power

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre 2024 vs	3^ème trimestre	(en millions de dollars)	9 mois	9 mois	9 mois 2024 vs
2024	2024	2^ème trimestre 2024	2023	(en millions de dollars)	2024	2023	9 mois 2023
2 221	508	x4,4	1 884	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	4 406	3 627	21%
-	-	ns	-	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
10	-	ns	4	Remboursement organique de prêts SME ( c )	10	26	-62%
-	-	ns	43	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	81	-100%
5	-	ns	1	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	6	5	20%
-	-	ns	-	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
2 236	508	x4,4	1 932	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	4 422	3 739	18%
1 529	(88)	ns	1 354	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	2 176	1 831	19%
1 565	142	x11	1 622	Acquisitions ( g )	2 443	2 204	11%
36	230	-84%	268	Cessions ( i )	267	373	-28%
-	-	ns	(43)	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	(81)	-100%
707	596	19%	578	Dont investissements organiques ( h )	2 246	1 908	18%
-	-	ns	-	Exploration capitalisée	-	-	ns
135	239	-44%	207	Augmentation des prêts non courants	679	552	23%
(24)	(31)	ns	(17)	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(116)	(149)	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

1.4 Raffinage-Chimie

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre 2024 vs	3^ème trimestre	(en millions de dollars)	9 mois	9 mois	9 mois 2024 vs
2024	2024	2^ème trimestre 2024	2023	(en millions de dollars)	2024	2023	9 mois 2023
319	316	1%	310	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	1 032	964	7%
-	-	ns	-	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
44	(29)	ns	(21)	Remboursement organique de prêts SME ( c )	17	(33)	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
-	-	ns	-	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	-	ns
-	-	ns	-	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
363	287	26%	289	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	1 049	931	13%
34	(95)	ns	(97)	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(81)	(107)	ns
42	26	62%	-	Acquisitions ( g )	77	31	x2,5
8	121	-93%	97	Cessions ( i )	158	138	14%
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
329	382	-14%	386	Dont investissements organiques ( h )	1 130	1 038	9%
-	-	ns	-	Exploration capitalisée	-	-	ns
33	58	-43%	13	Augmentation des prêts non courants	98	51	92%
(17)	(3)	ns	(9)	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(27)	(25)	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

1.5 Marketing & Services

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre 2024 vs	3^ème trimestre	(en millions de dollars)	9 mois	9 mois	9 mois 2024 vs
2024	2024	2^ème trimestre 2024	2023	(en millions de dollars)	2024	2023	9 mois 2023
310	337	-8%	221	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	(490)	307	ns
-	-	ns	-	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
-	-	ns	-	Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	-	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
-	-	ns	-	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	-	ns
-	-	ns	-	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
310	337	-8%	221	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	(490)	307	ns
78	151	-48%	(18)	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(1 009)	(256)	ns
83	17	x4,9	10	Acquisitions ( g )	102	17	x6
5	(134)	ns	28	Cessions ( i )	1 111	273	x4,1
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
232	186	25%	239	Dont investissements organiques ( h )	519	563	-8%
-	-	ns	-	Exploration capitalisée	-	-	ns
16	57	-72%	16	Augmentation des prêts non courants	84	53	58%
(10)	(53)	ns	(19)	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(89)	(70)	ns
-	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

2. Tableau de passage des flux de trésorerie d’exploitation à la marge brute d’autofinancement

2.1 Exploration-Production

3^ème trimestre

2^ème trimestre

3^ème trimestre 2024 vs

3^ème trimestre

(en millions de dollars)

9 mois

9 mois 2024 vs

2024

2^ème trimestre 2024

2023

2024

2023

9 mois 2023

4 763

4 535

4 240

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

12 888

12 823

491

182

x2,7

(925)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )

(215)

(1 613)

Effet de stock ( c )

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

Remboursement organique de prêts SME ( e )

4 273

4 353

-2%

5 165

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

13 104

14 436

-9%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

2.2 Integrated LNG

3^ème trimestre

2^ème trimestre

3^ème trimestre 2024 vs

3^ème trimestre

(en millions de dollars)

9 mois

9 mois 2024 vs

2024

2^ème trimestre 2024

2023

2024

2023

9 mois 2023

830

431

93%

872

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

2 971

5 740

-48%

(56)

(789)

(775)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *

(482)

212

Effet de stock ( c )

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

Remboursement organique de prêts SME ( e )

50%

888

1 220

-27%

1 648

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

3 456

5 530

-38%

*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.

2.3 Integrated Power

3^ème trimestre

2^ème trimestre

3^ème trimestre 2024 vs

3^ème trimestre

(en millions de dollars)

9 mois

9 mois 2024 vs

2024

2^ème trimestre 2024

2023

2024

2023

9 mois 2023

373

1 647

-77%

1 936

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

1 771

2 935

-40%

(253)

1 024

1 466

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *

(170)

1 595

Effet de stock ( c )

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

-100%

Remboursement organique de prêts SME ( e )

-62%

636

623

516

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

1 951

1 447

35%

*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

2.4 Raffinage-Chimie

3^ème trimestre

2^ème trimestre

3^ème trimestre 2024 vs

3^ème trimestre

(en millions de dollars)

9 mois

9 mois 2024 vs

2024

2^ème trimestre 2024

2023

2024

2023

9 mois 2023

564

1 541

-63%

2 060

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

(24)

3 132

413

788

-48%

(125)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )

(2 325)

(1 520)

(335)

(393)

546

Effet de stock ( c )

(620)

(61)

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

(29)

(21)

Remboursement organique de prêts SME ( e )

(33)

530

1 117

-53%

1 618

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

2 938

4 680

-37%

2.5 Marketing & Services

3^ème trimestre

2^ème trimestre

3^ème trimestre 2024 vs

3^ème trimestre

(en millions de dollars)

9 mois

9 mois 2024 vs

2024

2^ème trimestre 2024

2023

2024

2023

9 mois 2023

581

1 650

-65%

206

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

2 123

198

x10,7

1 066

-94%

(599)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )

525

(1 672)

(129)

(75)

218

Effet de stock ( c )

(187)

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

Remboursement organique de prêts SME ( e )

647

659

-2%

587

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

1 785

1 799

-1%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

3. Réconciliation des capitaux employés (bilan) et calcul du ROACE

En millions de dollars	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Corporate	Éliminations de consolidation	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté 3^ème trimestre 2024	2 482	1 063	485	241	364	(76)	-	4 559
Résultat opérationnel net ajusté 2^ème trimestre 2024	2 667	1 152	502	639	379	(253)	-	5 086
Résultat opérationnel net ajusté 1^er trimestre 2024	2 550	1 222	611	962	255	(90)	-	5 510
Résultat opérationnel net ajusté 4^ème trimestre 2023	2 802	1 456	527	633	306	(178)	-	5 546
Résultat opérationnel net ajusté ( a )	10 501	4 893	2 125	2 475	1 304	(597)	-	20 701


Bilan au 30 septembre 2024
Immobilisations corporelles et incorporelles	83 224	25 426	15 517	12 365	6 808	676	-	144 016
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	3 850	15 609	9 341	4 117	1 046	-	-	33 963
Autres actifs non courants	3 896	2 096	1 286	741	1 210	324	-	9 553
Stocks	1 444	1 595	617	11 277	3 599	-	-	18 532
Clients et comptes rattachés	5 801	6 146	4 270	16 506	8 770	1 067	(23 783)	18 777
Autres créances	7 363	7 814	4 788	2 415	3 154	2 357	(5 958)	21 933
Fournisseurs et comptes rattachés	(7 035)	(6 771)	(5 459)	(28 346)	(9 809)	(994)	23 746	(34 668)
Autres créditeurs et dettes diverses	(9 658)	(8 693)	(4 542)	(5 596)	(6 015)	(6 207)	5 995	(34 716)
Besoin en fonds de roulement	(2 085)	91	(326)	(3 744)	(301)	(3 777)	-	(10 142)
Provisions et autres passifs non courants	(24 510)	(3 762)	(1 801)	(3 415)	(1 233)	791	-	(33 930)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	484	-	572	-	-	-	-	1 056
Capitaux employés (Bilan)	64 859	39 460	24 589	10 064	7 530	(1 986)	-	144 516
Moins effet de stock				(1 014)	(205)			(1 219)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( b )	64 859	39 460	24 589	9 050	7 325	(1 986)	-	143 297


Bilan au 30 septembre 2023
Immobilisations corporelles et incorporelles	84 906	24 683	11 635	11 350	6 449	609	-	139 632
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	2 823	13 624	8 840	4 293	573	-	-	30 153
Autres actifs non courants	3 473	2 874	711	722	1 124	(35)	-	8 869
Stocks	1 542	1 768	657	14 337	4 208	-	-	22 512
Clients et comptes rattachés	7 152	8 436	5 415	23 483	9 416	1 734	(32 038)	23 598
Autres créances	5 623	10 327	8 081	2 452	3 531	2 815	(10 577)	22 252
Fournisseurs et comptes rattachés	(5 860)	(9 514)	(5 659)	(35 396)	(10 972)	(1 787)	31 920	(37 268)
Autres créditeurs et dettes diverses	(9 532)	(12 307)	(8 178)	(6 803)	(4 919)	(6 361)	10 695	(37 405)
Besoin en fonds de roulement	(1 075)	(1 290)	316	(1 927)	1 264	(3 598)	-	(6 310)
Provisions et autres passifs non courants	(26 342)	(3 858)	(1 586)	(3 757)	(1 207)	623	-	(36 127)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	5 607	-	127	130	1 298	-	-	7 162
Capitaux employés (Bilan)	69 392	36 033	20 043	10 811	9 501	(2 402)	-	143 378
Moins effet de stock				(1 809)	(476)			(2 285)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( c )	69 392	36 033	20 043	9 002	9 025	(2 402)	-	141 093

ROACE en pourcentage ( a / moyenne ( b + c ))	15,6%	13,0%	9,5%	27,4%	16,0%			14,6%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

4. Réconciliation du résultat net de l’ensemble consolidé au résultat opérationnel net ajusté

(en millions de dollars)	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	9 mois	9 mois
(en millions de dollars)	2024	2024	2023	2024	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé ( a )	2 361	3 847	6 690	12 012	16 473
Coût net de la dette nette ( b )	(379)	(365)	(305)	(1 029)	(843)
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net	(1 360)	(256)	(881)	(824)	(1 497)
Plus ou moins-value de cession	-	(110)	-	1 397	203
Charges de restructuration	(10)	(11)	-	(21)	(5)
Dépréciations et provisions exceptionnelles	(1 107)	-	(698)	(1 751)	(1 227)
Autres éléments	(243)	(135)	(183)	(449)	(468)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt	(375)	(327)	623	(595)	(145)
Effet des variations de juste valeur	(84)	(291)	365	(695)	(180)
Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c )	(1 819)	(874)	107	(2 114)	(1 822)
Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c )	4 559	5 086	6 888	15 155	19 138

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